NORSK KRAFTFORSYNING - Dagens system og fremtidig utvikling
HAGEN Janne Merete, NYSTUEN Kjell Olav, FRIDHEIM Håvard, RUTLEDAL Frode
FFI/RAPPORT-2000/04450
Godkjent
Kjeller 26 september 2000
Jan Erik Torp Forskningssjef
NORSK KRAFTFORSYNING - Dagens system og fremtidig utvikling
HAGEN Janne Merete, NYSTUEN Kjell Olav, FRIDHEIM Håvard, RUTLEDAL Frode
FFI/RAPPORT-2000/04450
FORSVARETS FORSKNINGSINSTITUTT Norwegian Defence Research Establishment Postboks 25, 2027 Kjeller, Norge
FFI-B-22-1982
FORSVARETS FORSKNINGSINSTITUTT (FFI) UNCLASSIFIED
Norwegian Defence Research Establishment _______________________________
P O BOX 25 SECURITY CLASSIFICATION OF THIS PAGE
NO-2027 KJELLER, NORWAY (when data entered)
REPORT DOCUMENTATION PAGE
1) PUBL/REPORT NUMBER 2) SECURITY CLASSIFICATION 3) NUMBER OF
FFI/RAPPORT-2000/04450 UNCLASSIFIED PAGES
1a) PROJECT REFERENCE 2a) DECLASSIFICATION/DOWNGRADING SCHEDULE 53
FFISYS/769/204.0 -
4) TITLE
NORSK KRAFTFORSYNING - Dagens system og fremtidig utvikling
THE NORWEGIAN ELECTRIC POWER SYSTEM– System Description and Future Developments
5) NAMES OF AUTHOR(S) IN FULL (surname first)
HAGEN Janne Merete, NYSTUEN Kjell Olav, FRIDHEIM Håvard, RUTLEDAL Frode
6) DISTRIBUTION STATEMENT
Approved for public release. Distribution unlimited. (Offentlig tilgjengelig)
7) INDEXING TERMS
IN ENGLISH: IN NORWEGIAN:
a) Electric Power System a) Kraftforsyning
b) Power Grid b) Kraftnett
c) Vulnerability c) Sårbarhet
d) Scenario d) Scenario
e) e)
THESAURUS REFERENCE:
8) ABSTRACT
This report presents a description of the present Norwegian electric power system, as well as a discussion of emerging trends and future developments in this system. The report provides the basis for FFI’s current vulnerability analysis of the electric power system.
Norway’s electric power system is getting increasingly complex, due to a large-scale implementation of electronic components and information systems. Workforce reductions and efficiency improvements dominate the development of the electric power sector. Norway is also becoming increasingly dependent on foreign power sources. These trends provide for an entirely differernt electric power system than just a few years ago.
Also, these trends make it virtually impossible to present a ”static” description of the system. Thus, the report also contains a scenario, describing possible future developments of the system until 2010.
9) DATE AUTHORIZED BY POSITION
This page only
26 September 2000 Jan Erik Torp Director of Research
ISBN-82-464-0447-4 UNCLASSIFIED
SECURITY CLASSIFICATION OF THIS PAGE (when data entered)
INNHOLD
Side
1 INNLEDNING 7
1.1 Formål 7
1.2 Rapportens disposisjon 7
2 SAMMENDRAG 8
3 SÅRBARHETSANALYSEN 9
3.1 Overordnet fremgangsmåte for sårbarhetsanalysen 9
3.2 Informasjonsgrunnlaget for sårbarhetsanalysen og denne rapporten 10
4 KRAFTFORSYNINGENS OPPBYGGING OG STRUKTUR 11
4.1 Modell av kraftforsyningen 11
4.2 Basisinfrastrukturen i kraftforsyningen 12
4.2.1 Produksjonssystemet 12
4.2.2 Nye energiformer 14
4.2.3 Kraftnettet 15
4.2.4 Komponentvern 16
4.3 Begrensninger i effekt- og energiforsyningen til ulike regioner 17
4.4 Drifts- og styringssystemer 19
4.4.1 Styring av kraftanlegg 19
4.4.2 Driftshierarkiet 20
4.4.3 Informasjonsflyt og kommunikasjonsbehov i et bredere perspektiv 20
4.4.4 Informasjonsinfrastruktur og –systemer 22
4.5 Regulering og stabilitet 23
4.5.1 Frekvensregulering 23
4.5.2 Stabilitet 24
4.5.3 Ny teknologi og effektivisering i nettet 25
4.6 Handelssystemet 25
4.6.1 Organiseringen av markedet 25
4.6.2 Energiloven og monopolkontroll 27
5 KRAFTFORSYNINGEN OG OMVERDENEN 29
5.1 Avhengigheten av kritisk kompetanse 29
5.2 Den nasjonale leverandørindustriens betydning 31
5.3 Avhengighet av andre samfunnsfunksjoner 31
5.4 Avhengigheten av det nære utlandet 33
6 KRAFTFORSYNINGENS UTVIKLING MOT ÅR 2010 34
6.1 Scenario for fremtidig utvikling 34
6.2 Demografi 34
6.3 Forbruk 35
6.4 Eierstruktur 36
6.5 Leveringssikkerhet 40
6.6 Informasjonsteknologi 40
APPENDIKS 42
A.1 Befolkningsutvikling 42
A.2 Effekt 45
A.3 Noen sentrale ord, uttrykk og forkortelser 47
LITTERATUR 49
FORDELINGSLISTE 51
NORSK KRAFTFORSYNING - Dagens system og fremtidig utvikling
1 INNLEDNING
1.1 Formål
Denne rapporten inngår i BAS3-prosjektet1, som for tiden gjennomføres ved FFI. Prosjektets hovedmål er å identifisere sårbarhetsreduserende tiltak som kan gi norsk kraftforsyning en akseptabel sikkerhet overfor ulike trusler i fred, krise og i krig.
Kraftforsyningen fremheves ofte som en kritisk funksjon for det moderne samfunnet, og systemet fremheves som sårbart selv overfor enkle påkjenninger. De fleste vurderingene som ligger til grunn for disse påstandene er imidlertid kvalitative. Sjelden spesifiseres det hva som skal til for at norsk kraftforsyning bryter sammen, og hvordan en kan forhindre at dette skjer.
BAS3-arbeidet søker å gi et svar på dette gjennom en omfattende sårbarhetsanalyse.
Denne rapporten gir vår systembeskrivelse av kraftforsyningen. Formålet med rapporten er å beskrive kraftforsyningens oppbygging og funksjon på en enkel og overordnet måte, og skissere et scenario for fremtidig utvikling som kan danne utgangspunkt for sårbarhetsanalysen.
Målgruppen for rapporten er beslutningstakere i Totalforsvaret som ønsker en innføring i norsk kraftforsyning. Systembeskrivelsen er også et viktig grunnlag for sårbarhetsanalysen, da den senere vil bli brukt som utgangspunkt for vurdering av sårbarhet og beskrivelse av
sårbarhetsreduserende tiltak.
1.2 Rapportens disposisjon
Kapittel 1 presenterer formålet med rapporten.
I kapittel 2 gis det et kort sammendrag av rapportens innhold.
Kapittel 3 angir rapportens plass i sårbarhetsanalysen i BAS3.
I kapittel 4 gis det en overordnet systembeskrivelse av kraftforsyningen.
I kapittel 5 diskuteres kraftsystemets avhengighet av omverdenen.
Kapittel 6 presenterer et scenario for utviklingen innen kraftforsyningen de nærmeste 10 årene.
1 BAS3 (Beskyttelse av samfunnet 3) er det tredje i rekken av prosjekter som har satt fokus på sårbarheten i det norske samfunnet.
2 SAMMENDRAG
Rapporten gir en innføring i kraftforsyningens oppbygging og struktur, og danner utgangspunktet for sårbarhetsanalysen i BAS3-prosjektet ved FFI. Det er anlagt en bred tilnærming til systembeskrivelsen, der både teknisk infrastruktur og markedet inngår.
Særegenheter i de ulike delsystemene er kort beskrevet for å gi leseren en innføring i systemets virkemåte, uten at dette er beskrevet i detalj.
Norsk kraftforsyning er i stor grad basert på vannkraft fra produksjonsanlegg distribuert over hele landet. Et omfattende kraftnett er bygget opp for å overføre og fordele kraften fra
produksjonsstedene til forbrukssentrene. Drifts- og styringssystemer for den grunnleggende infrastrukturen er viktige, slik at kraftoverføringen blir mest mulig effektiv. Videre er
handelssystemet for elektrisk kraft avhengig av en tett kobling mot både driftssystemet og mot kraftinfrastrukturen.
Som det fremgår av rapporten har kraftforsyningen blitt et komplisert system, som er svært IT- avhengig. Avhengigheten av IT og elektronisk kommunikasjon ser bare ut til å øke etterhvert som ny teknologi tas i bruk innen drift og styring, og ettersom trenden mot effektivisering og kostnadsreduksjoner tiltar. Det et også en trend mot at kompetanse blir stadig mer kritisk, gjennom de nedbemanninger og bortsettinger av tjenester (outsorcing) man er vitne til i dag.
Den pågående teknologiske utviklingen setter også nye krav til kompetanse i bransjen.
Norge er de siste årene blitt en nettoimportør av kraft, og forbruket av elektrisitet forventes å øke i tiden fremover. Vi blir dermed avhengige av utveksling av kraft med utlandet, og denne avhengigheten vil med stor sannsynlighet øke i tiden fremover. Det blir også planlagt med en tettere sammenkopling med resten av Europa i form av bygging av nye likestrømskabler, mens utbygging av nasjonal kraftproduksjon preges av usikkerhet, spesielt når det gjelder
gasskraftverk. Vi har imidlertid tatt høyde for at noe ny produksjon bygges ut, fortrinnsvis vindkraft og gasskraft.
Flere trekk tyder på at man i fremtiden får et europeisk deregulert kraftmarked, der Norges kopling til Europa er sterkere enn i dag. I dette markedet bidrar oppkjøp og konkurranse til en sentralisering som ender opp i et færre antall store aktører, både på nasjonalt og på europeisk nivå. En slik utvikling kan man ikke forhindre, selv om det i dag er knyttet restriksjoner til eierforholdene i norske kraftselskaper.
Med det som er sagt her, synes det som en tilnærmet umulig oppgave å gi et ”statisk” bilde av kraftforsyningen. Dagens bilde av kraftforsyningen vil kunne danne et utgangspunkt for sårbarhetsanalysen, men de trender og utviklingstrekk man ser for seg kan ikke undervurderes, da de vil få store føringer for systemet som helhet. Man må derfor ta høyde for de
utviklingstrekk bransjen vil erfare i tiden fremover.
3 SÅRBARHETSANALYSEN
3.1 Overordnet fremgangsmåte for sårbarhetsanalysen Sårbarhetsanalysen er skjematisk fremstilt i Figur 3.1.
Norsk kraftforsyning - Dagens system og fremtidig utvikling
Fysisk sårbarhet i kraftforsyningen
Beredskapsorganisering og sårbarhetsreduserende
tiltak Sårbarhet i kraftforsyningens informasjonssystemer
Kraftmarkedets føringer for sårbarheten i
norsk kraftforsyning
Figur 3.1 Overordnet fremgangsmåte for analysen
Systembeskrivelsen utgjør det øverste nivået i Figur 3.1, og danner grunnlaget for sårbarhetsanalysen. Selve analysen gjøres i tre deler, alle dokumentert i egne rapporter:
• En vurdering av kraftinfrastrukturens sårbarhet overfor fysiske anslag
• En vurdering av informasjons- og kommunikasjonssystemenes sårbarhet
• En vurdering av markedets betydning for sårbarheten i kraftforsyningen
Analysen sammenfattes i en beskrivelse av dagens beredskap i kraftforsyningen, som inkluderer en vurdering av eksisterende og nye sårbarhetsreduserende tiltak.
Sårbarhetsanalysen er en iterativ prosess, og sårbarhets- og tiltaksarbeidet har blitt gjort parallelt med at systembeskrivelsen har blitt utarbeidet. Dette sikrer god sammenheng mellom de ulike delene av analysen. For ordens skyld skiller vi mellom sårbarhetsbegrepet og risikobegrepet, der sårbarhet har et rent systemteknisk fokus rettet mot systemets reaksjoner mot trusler. Risiko er på sin side et produkt av sannsynligheten for systemsvikt og konsekvensene av denne svikten.
Med dette utgangspunktet inngår konsekvensvurderinger ikke i sårbarhetsanalysen som sådan, men de inngår i prosjektet som helhet.
Analysen i BAS3 har en tidshorisont på 10 år, m a o fram til og med år 2010. Imidlertid har mye av infrastrukturen i kraftforsyningen en levetid som er vesentlig lengre enn dette, kanskje 50-60 år. Tiltaksvurderingene må da også ta hensyn til dette i den grad det er relevant.
3.2 Informasjonsgrunnlaget for sårbarhetsanalysen og denne rapporten
En betydelig del av prosjektarbeidet har gått med til innhenting av primærinformasjon gjennom møtevirksomhet og personlige intervjuer. I begynnelsen gjaldt dette hovedsaklig informasjon om kraftforsyningens oppbygging og sårbarhet. De viktigste informantene i denne prosessen har vært Statnett SF, Statkraft SF og Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE). Prosjektet har imidlertid også hatt møter med andre aktører i bransjen, herunder kan nevnes Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk, Nord Pool, Bergenshalvøens Kommunale Kraftselskap (BKK), Viken Energinett, Hammerfest Elektrisitetsverk og Holte Prosjekt.
Det ble gjennomført en studietur til Sverige i oktober 1999, hvor prosjektet besøkte
Överstyrelsen för Civilt Beredskap (ÖCB). I den sammenheng ble det avholdt et todagersmøte hvor Svenska Kraftnät, Energimyndigheten, ÖCB og Forsvarets Forskningsanstalt var tilstede og bidro med presentasjoner om sårbarhet i kraftforsyningen. Forskjeller mellom norske og svenske forhold ble drøftet (7).
Den innledende informasjonsinnhentingen dannet grunnlag for systembeskrivelsen og et sårbarhetsspill som ble gjennomført i november 1999. Her deltok ulike aktører fra bransjen, myndighetene og andre totalforsvarsaktører. Spillet bidro med informasjon om samspillet og kommunikasjonsbehovet mellom ulike aktører i krisesituasjoner, samt diskusjoner rundt reetablering etter utfall.
Prosjektet gjennomførte en studietur til Canada og USA i februar 2000, med tema ”trusler og sårbarhet i kraftforsyningen”. I Canada ble det gjennomført møter med kraftselskapet Hydro Quebec og Quebec National Security Agency. Federal Bureau of Investigation/National Infrastructure Protection Center, Institute for Defense Analysis og Critical Infrastructure Assurance Office ble besøkt i USA (6).
I februar 2000 ble det gjennomført en workshop med fokus på kraftforsyningens sårbarhet i distriktene. Her deltok Hammerfest Elektrisitetsverk, Statkraft Sunndalsøra, Tafjord Kraft, Statnett SF, Statkraft SF, NVE og Olje- og energidepartementet (OED).
I mai 2000 ble det gjennomført en større skriftlig spørreundersøkelse, der spørreskjema ble sendt ut til 251 adressater. Spørreundersøkelsen tok sikte på å kartlegge forhold knyttet til informasjonssikkerhet og fysisk beskyttelse av anlegg.
I juni/juli 2000 gjennomførte personer fra det våpentekniske miljøet på FFI en grov og overordnet vurdering av ulike kraftforsyningsanleggs sårbarhet overfor lufttrusselen.
Det er innhentet og gjennomgått betydelige mengder sekundærlitteratur i form av etatsintern underlagsdokumentasjon, artikler og faglitteratur.
Totalt bygger prosjektarbeidet på gjennomgang av store mengder faglitteratur og personlige intervjuer med eksperter innen en rekke områder i kraftforsyningen.
4 KRAFTFORSYNINGENS OPPBYGGING OG STRUKTUR
4.1 Modell av kraftforsyningen
Kraftforsyningen kan modelleres som vist i Figur 4.1.
Figur 4.1 Modell av kraftforsyningen.
Det nederste nivået i modellen vises den fysiske kraftinfrastrukturen som sørger for produksjon, overføring og distribusjon av elektrisk kraft. Dette inkluderer alle fysiske installasjoner, anlegg og komponenter som bringer kraften fra produksjonsstedet til forbrukeren. Eksempler på komponenter på dette nivået er demninger, kraftstasjoner, transformatorer og kraftlinjer.
Over dette finner vi drifts- og støttesystemet, som sørger for sikker og effektiv drift av kraftinfrastrukturen. I tillegg er handelssystemet plassert inn i figuren. Handel av kraft er
avhengig av en intakt infrastruktur og en tett kopling til drifts- og styringssystemet. Handels- og drifts-/styringsystemet har et felles behov for informasjon og koordinering, siden
elektrisitetsomsetning er et just-in-time system. Forbrukere utfordrer systemet ved å bruke lys, ovner, motorer og annet elektrisk utstyr. Den øyeblikkelige tilkoplingen av elektrisk utstyr krever en umiddelbar reaksjon fra aggregater og brytere i nettet for å opprettholde frekvensen, spenningsnivået og stabiliteten i leveransene.
Utveksling av informasjon på og mellom de ulike nivåene i figuren skjer via en grunnleggende
informasjonsinfrastruktur. Denne er dels eid av kraftforsyningen selv, og dels leid som tjenester i det offentlige telemarkedet.
De ulike delene i modellen beskrives nærmere i de følgende avsnittene.
4.2 Basisinfrastrukturen i kraftforsyningen
4.2.1 Produksjonssystemet
Produksjon av elektrisk kraft i Norge er tilnærmet synonymt med vannkraft. Vannkraftverkene stod i 1996 for ca 99,5 % av innenlands energiproduksjon, med ca 105 TWh (7)2. Andre energiformer, som f eks varmekraft og vindkraft, står m a o for svært lite av den samlede
energiproduksjonen. På lang sikt kan imidlertid disse energiformene ha et potensiale for å dekke en del av vårt behov for elektrisitet og varme.
Vannkraftverk omdanner bevegelsesenergien i rennende vann til elektrisk energi ved bruk av aggregater3. Typisk ledes vannet fra vannkilden via tunneler og sjakter inn til en eller flere turbiner. Vannet driver turbinene, som igjen driver generatorer som produserer elektrisk strøm.
En skiller gjerne mellom to typer vannkraftverk, høytrykkverk og lavtrykkverk4. Av
årsproduksjonen innen vannkraft har høytrykksverkene den største andelen. Produksjonen for andre energikilder er beskrevet i underavsnitt 4.2.2
Uansett produksjonsform må spenningen på den elektriske energien økes i en transformator før den kommer ut på overføringsnettet, slik at tapet under transporten fram til forbruker blir minst mulig. Denne transformatoren er lokalisert i selve produksjonsanlegget. Utenfor
produksjonsanlegget må spenningen gjennom et koblingsanlegg med tilknytning til
overføringsnettet. Koblingsanlegget kan kople produksjonsenheten til og fra overføringsnettet.
Koplingen skjer normalt elektronisk via drifts- og styringssystemet (fjernstyring), men kan også gjøres manuelt (lokalstyring).
Figur 4.2 viser produksjonsanleggene i Norge. Store symboler med mørk farge representerer produksjonsverk med høy installert aggregateffekt, mens små og lyse symboler illustrerer de mindre produksjonsverkene. Som figuren illustrerer er produksjonsanleggene spredt over hele landet. Mange av de store produksjonsanleggene finnes vest for vannskillet i Sør-Norge. På Østlandet, der en finner den største andelen energi- og effektuttak, er det derimot relativt lite produksjon.
2 Forbruket øker imidlertid, og i 1999 var produksjonen på ca 121 TWh (8).
3 En turbin og en generator utgjør tilsammen et aggregat.
4 Typisk for et lavtrykkskraftverk er liten fallhøyde og stor vannmengde. Vanligvis finner en lavtrykkskraftverk som elvekraftverk. I Norge regulerer en normalt ikke vannføringen i elvene ved bygging av demninger. Kraften må dermed produseres når vannet kommer, noe som gir høy produksjon i perioder med flom, og lav produksjon om vinteren. Elvekraftverk finner en ved tettbebygde områder i lavlandet på Østlandet og i Trøndelag.
Høytrykkskraftverkene er som regel anlegg som utnytter store fallhøyder og og mindre vannmengder. Et høytrykkskraftverk er ofte bygget inn i fjellet nær reguleringsmagasinene, og er forbundet med disse gjennom underjordiske tunneler eller rørledninger som ligger i dagen. Høytrykksverkene har ofte større effektinstallasjon og kortere brukstid enn elvekraftverkene. Fordelen med et høytrykkskraftverk er at en gjennom regulering av ett eller flere vannmagasin tilknyttet verket kan regulere når det er optimalt å produsere kraften.
Figur 4.2 Produksjonsanlegg i det norske kraftsystemet. De tre ulike mørkeblå symbolene angir anlegg med h h v 500-1240, 250-500 og 120-250 MW installert ytelse, etter avtagende størrelse. De små lyse symbolene angir anlegg med installert ytelse under 120 MW.
I Tabell 4.1 er vist en oversikt over de 23 største kraftstasjonene i Sør-Norge sør for Vågåmo (stasjoner med mer enn 200 MW installert effekt). Installert effekt totalt i regionen er ca 20,3 GW. Dette utgjør 74 % av all installert effekt i Norge (9). Området inneholder totalt 357 kraftverk over 1 MW (9).
Kraftstasjon Installert ytelse (Vannkraft)(MW)
Kvilldal 1.240
Sima 1.120
Tonstad 960
Aurland I 675
Saurdal 640
Tokke 430
Evanger 330
Brokke 330
Nedre Vinstra 308
Vinje 300
Jostedal 288
Aurland III 270
Mauranger 250
Nes 250
Holen I-II 230
Fortun 215
Vamma 212
Lysebotn 210
Solbergfoss 205
Nore I 204
Duge 200
Oksla 200
Solhom 200
Tabell 4.1 De største kraftstasjonene sør for Vågåmo
I Tabell 4.2 er en tilsvarende oversikt for de 6 største kraftstasjonene i området nord for Vågåmo (stasjoner med mer enn 200 MW installert effekt). I denne regionen, som har i alt 192 kraftverk over 1 MW, er det totalt installert ca 7,1 GW (9).
Kraftstasjon Installert ytelse (Vannkraft) (MW)
Rana 500
Svartisen 350
Kobbelv H 300
Skjomen 300
Aura 290
Nedre Røssåga 250
Tabell 4.2 De største kraftstasjonene nord for Vågåmo
En stor del av kraftproduksjonen i begge regioner er m a o basert på små enheter. 94 % av kraftverkene i sør og 92 % av kraftverkene i nord står for 50 % av installert ytelse i de respektive regioner.
4.2.2 Nye energiformer
Varmekraft og vindkraft blir vurdert som aktuelle og alternative muligheter i fremtidens kraftforsyning. Slik teknologi har imidlertid eksistert en stund. I tillegg til vannkraftverkene fantes det i 1996 16 varmekraftstasjoner (4) og 12 vindturbiner i norsk kraftforsyning (15).
Varmekraftverkene produserte totalt 550 GWh og vindkraften 9 GWh.
I et varmekraftverk benyttes den kjemiske energien i brenselet til å produsere kraft. Varmen som brenselet avgir ved forbrenning omdannes til mekanisk energi i en motor eller en turbin, som via en aksel driver en generator. Gasskraftverk er et eksempel på en type varmekraftverk.
De gasskraftverkene som Naturkraft AS ønsker å bygge på Kårstø og Kollsnes på Vestlandet, er kombikraftverk basert på naturgass. I et kombikraftverk blir kraft produsert både fra en
gassturbin og fra en eller flere dampturbiner. Dette gjøres ved at varmen på røykgassen fra gassturbinen utnyttes til å generere damp til dampturbinen. For nye kombikraftverk er gjerne gassturbin, dampturbin og en felles generator festet på samme aksling. De største
kombikraftverkene, med naturgass som brensel og med én aksling, har en ytelse på totalt 420 MW. De planlagte gasskraftverkene på Vestlandet er begge 350 MW-verk med en samlet årlig produksjonskapasitet på 5,6 TWh (9).
Langs norskekysten og i de norske fjellene er det gode vindforhold, og flere steder er attraktive for utbygging av vindkraft5. Det er utviklet ulike typer turbiner, styresystemer og utrustning for kraftproduksjon. I dag er alle typer kommersielt tilgjengelige vindkraftverk av typen HAWT (Horisontal Axis Wind Turbine). Andre typer, med f eks vertikal aksel eller mekanismer for å konsentrere vinden gjennom turbinen, har blitt bygget og testet, men ikke kommet i kommersiell produksjon ennå (9).
4.2.3 Kraftnettet
Den elektriske energien må transporteres fra produksjonsstedet til forbrukerne, gjerne over store avstander. Til dette formålet har en etablert et nett av kraftlinjer (luftledninger) og i noen grad kabler (gravd ned i bakken)6. Ved overføring av elektrisitet over lange avstander må spenningen være høy for å redusere tapet under overføringen. Brukerne må imidlertid ha strøm med lav spenning for å kunne koble sitt elektriske utstyr til nettet. For å endre spenningsnivåene under overføring/distribusjon av kraft benyttes transformatorer. I nettet finnes også koblingsanlegg, som kobler sammen linjer/kabler.
217 selskaper med nettvirksomhet stod per 25 august 1999 for overføring og distribusjon av elektrisk kraft i Norge (13). Denne overføringen foregår på tre ulike nettnivåer: Sentralnettet, regionalnettet og distribusjonsnettet. Mellom 50 og 60 nettselskaper står for overføring av elektrisk kraft på landsnivå og på det regionale nivået.
Figur 4.3 viser nivåene for overføring og distribusjon av elektrisk kraft.
5 Dette betinger dog i stor grad at kraftprisene må opp på et høyere nivå enn i dag.
6 I byområdene brukes ofte nedgravde kabler, mens det i distriktene er luftlinjer som bringer strømmen ut til folk.
Distribusjons-
nett Distribusjons- nett
Sentralnettet
Regionalnett Regionalnett
Distribusjons- nett
Utlandet
Produksjon
Produksjon
Produksjon Forbruk
Forbruk Forbruk
Figur 4.3 Nivåer for overføring og distribusjon av elektrisk kraft
Hovednettet består av det landsomfattende elektriske ledningsnettet på de høyeste
spenningsnivåene (132, 300 og 420 kV), og inkluderer Sentralnettet med tilhørende koblings- og transformatorstasjoner, samt regionalnett som har betydning for driften av sentralnettet.
Med Sentralnettet menes de anlegg som til enhver tid er omfattet av kontrakten mellom Statnett og Statnetts kunder om tilknytning til og bruk av Sentralnettet. Sentralnettets funksjon er å binde sammen produksjon og forbruk i ulike landsdeler, gi aktører i alle landsdeler lik adgang til markedsplass og sørge for sentrale utvekslingspunkter i alle regioner. I 1997 omfattet
Sentralnettet elektriske anlegg fra 47 eiere7. Statnett eier ca 80 % av sentralnettet, og har dermed også teknisk driftsansvar for dette. I tillegg har Statnett ansvaret for systemdriften. De resterende 20 % eies av drøyt 40 andre nettselskaper (regionalnettselskaper).
Regionalnett omfatter nett på spenningsnivåene 66, 132 og 300 kV, mens distribusjonsnett vanligvis opererer på spenningsnivåene 230V-22 kV. Overgangen mellom distribusjons- og regionalnett er imidlertid definisjonsmessig uklar. Utkantstrøk og mindre byer har ofte nett med radialstrukturer. I større byer vil en også finne ringstrukturer eller grader av maskenettstrukturer, slik som er tilfellet i Oslo.
Produksjonsanlegg kan være knyttet direkte til Sentralnettet eller til et regionalnett, i noen grad også direkte til distribusjonsnettet. Forbruk er i vesentlig grad knyttet til distribusjonsnettet, men i noe omfang også direkte til regionalnettet. Forbindelser til utlandet er knyttet til sentralnettet.
Distribusjonsverkene eier det lokale fordelings-/distribusjonsnettet, mens vertikalt integrerte verk eier både lokalt fordelingsnett og kraftproduksjon.
4.2.4 Komponentvern
De enkelte primærkomponentene som inngår i kraftsystemet må dimensjoneres slik at de tåler termiske og mekaniske påkjenninger både ved normal drift og ved kortslutninger. For å oppnå en sikker overføringssituasjon i kraftsystemet kreves det tiltak i form av komponentvern for å
7 Kabelanlegg, d v s føringer som er lagt ned i bakken eller lagt under vann, og som er bygget inn under områdekonsesjon inngår ikke i Sentralnettet.
sikre aggregater, transformatorer og kraftlinjer mot svikt, eksempelvis kortslutninger mot jord, fasesammenslag eller overlast. Komponentvernene løser ut automatisk f eks når belastningen på en komponent blir for stor. Det finnes ulike typer vern tilpasset de typer enheter som skal beskyttes.
Komponentvern er innstilt på en slik måte at de hurtig vil løse ut og isolere feilkilden fra resten av nettet (selektivitet). Således vil ikke én enkeltstående feil forplante seg i nettet (følgefeil), såfremt kraftsystemet drives på en slik måte at enkeltfeil ikke medfører overlast og utfall andre steder i nettet (n-1-kriteriet). I situasjoner med samtidige feilsituasjoner, eller på steder der nettet ikke har n-1-status, kan komponentvern forårsake kaskaderende utfall ved at feilene ”forplanter seg” og sørger for overlast på komponenter etter tur. I slike situasjoner kan komponentvern løse ut over et stort område og forårsake at systemet bryter sammen. Det understrekes at dette er en usannsynlig, men likevel ikke umulig hendelse.
Noen typer komponentvern vil ha automatisk funksjon for innkobling av linjer etter bestemte kriterier. Andre typer vern må deaktiveres manuelt fra driftssiden.
4.3 Begrensninger i effekt- og energiforsyningen til ulike regioner
Det finnes en rekke flaskehalser og svake punkt i nettstrukturen i overføringsnettet. Disse har ofte årsak i geografiske og demografiske (befolkningstetthet) forhold.
Østlandet er et eksempel på et kraftig underskuddsområde med hensyn til både energi og effekt.
Bakgrunnen for dette er stor befolkning og lite produksjon i området. For å sikre krafttilførsel til dette området er det gjennom mange år bygget opp sterke forsyningslinjer for å hente kraft fra overskuddsområder, hovedsaklig på Vestlandet. Østlandet er helt avhengig av disse
forbindelsene, som i hovedsak går gjennom to korridorer bestående av flere 420kV- og 300kV- forbindelser: Flesakersnittet fra Nord-Rogaland og Hallingdalssnittet fra Hordaland/Sogn.
Østlandet er også knyttet tett til Sverige via Haslesnittet gjennom Østfold. Korridorene mot Vestlandet har gjennomgående høy belastning over hele året, fordi disse også benyttes til eksport av kraft til Sverige i perioder med mindre belastning på Østlandet.
Forbrukerområdene på Sørlandet, Vestlandet og i Trøndelag forsynes i større grad av lokale produksjonsanlegg. Men også her foregår det en til dels betydelig transport av effekt over lengre avstander, i hovedsak gjennom 300kV- og til dels 132 kV-forbindelser. Et annet karakteristisk trekk er at nettforbindelsene innen og mellom områdene på langt nær er like kraftige som inn mot Østlandet. På Sørlandet finner en relativt sterke likestrømskabler (HVDC-forbindelser) mot Danmark og Tyskland, mens man i Trøndelag finner en svak tilknytning til Sverige. I
vintersituasjonen er det effektunderskudd i Trøndelag (8).
Kraftforsyningen i Nord-Norge preges av lange overføringsavstander og omfattende grisgrendte områder. Nettet her er mye svakere enn inn til det sentrale Østlandsområdet. Utfordringer med hensyn til klimaet i nord øker i realiteten denne forskjellen. Normalt er det effektoverskudd i Nordland p g a stor produksjon i flere større produksjonsanlegg. Finnmark har derimot
underskudd om vinteren, og er avhengig av import. Om sommeren eksporterer Finnmark kraft (8).
For å illustrere effekt- og energibalansen i ulike regioner har vi valgt å dele landet inn i syv regioner. Disse syv regionene er:
1. Østlandet: Vestfold, Østfold, Akershus, Oslo, Buskerud, Oppland, Hedmark 2. Sørlandet: Telemark, Aust-Agder, Vest-Agder og Rogaland sør for Boknafjorden 3. Sør-Vestlandet: Nord-Rogaland og Hordaland
4. Nord-Vestlandet: Sogn- og Fjordane og Møre- og Romsdal.
5. Trøndelag: Sør-Trøndelag og Nord-Trøndelag 6. Nordland og Troms
7. Finnmark
I Figur 4.4 er det vist en oversikt over energi- og effektbalansen for hver av disse regionene (se for øvrig appendiks A.2).
-20000 -15000 -10000 -5000 0 5000 10000
Østlandet Trøndelag Finnmark S-Vestlandet N-Vestlandet Sørlandet Nordl-Troms
Region
Energi- og effektbalanse (GWh, MW)
Energibalanse Effektbalanse
Figur 4.4 Energi- og effektbalansen 1999, fordelt på regioner.
De befolkningsrike områdene i Oslo og Akershus kjennetegnes med stort effekt- og energiunderskudd. Disse områdene er derfor i utgangspunktet sårbare overfor brudd i
krafttilførselen inn til området. Dette forsterkes av at lokal produksjon i hovedsak kommer fra elvekraftverk uten magasin, og som dermed har betydelig lavere mulig uttak enn installert ytelse i store deler av året.
Forbruket på Vestlandet utgjør ca 25-30% av totalforbruket (knapt 20% av alminnelig forsyning og nesten 50% av kraftintensiv industri). Vestlandet har flere geografisk adskilte forbrukssentre langs kysten. De fleste store industriuttak er lokalisert nært kraftverk, og ligger inne i
fjordarmer. Kraftproduksjonen på Vestlandet utgjør ca 35% av landets totale produksjon.
Vestlandet har i dag et betydelig kraftoverskudd (8).
Kraftverkene i Midt-Norge består av elvekraftverk og magasinkraftverk, og står for ca 20%
totalproduksjonen. Midt-Norge har samlet sett et effektoverskudd. Området karakteriseres
imidlertid av underskudd i sør og overskudd i nord (8). Trøndelag opplever totalt et underskudd i energibalansen, og er derfor over året avhengig av tilførsel fra andre områder.
Forbruket i Nord-Norge (nord for Kobbelv) utgjør ca 6% av totalt fastkraftforbruk. Kun én bedrift er definert som kraftkrevende. Forbrukstyngdepunkt er Harstad og Tromsø-området.
Produksjonen i Nord-Norge utgjør 5% av landets samlede produksjon, og er fordelt over hele regionen. Nord-Norge har tilnærmet balanse mellom forbruk og produksjon, men med store lokale forskjeller. Om vinteren er det underskudd i nordøst, med påfølgende overføringsbehov mot Finnmark. Om sommeren, med stor produksjon i Alta, går kraftflyten typisk mot sørvest (8).
4.4 Drifts- og styringssystemer
4.4.1 Styring av kraftanlegg
Den virksomheten som har eierskap i en del av kraftforsyningen, har også normalt driftsansvaret for denne delen. Dette gjør at det er et stort antall virksomheter som samlet står for å drifte norsk kraftforsyning. Gjennom drifts- og styringssystemene koordineres forbruk og produksjon, nettet driftes og vedlikehold i kraftsystemet planlegges og gjennomføres.
Styring av anleggene i kraftforsyningen kan skje på følgende måte:
• Direkte kontroll eller nærstyring direkte på apparatene i det enkelte anlegget. Nærstyring anvendes i forbindelse med revisjon eller justering av anleggsdeler, men også ved svikt i manøvreringsenheter, kontrollanlegg og i hjelpekraft. Nærstyring er tungvint og tidkrevende, og krever kompetanse hos personellet og god talekommunikasjon mellom den som foretar nærstyringen og den sentrale driftsledelsen.
• For å forenkle styring av apparatene har en bygget kontrollrom i anleggene, hvor lokalstyring av apparatene enkelt kan gjøres fra datamaskiner og kontrollpaneler8. Kontrollrommene er en nødvendig del av anleggene for å gi et enklere og mer effektivt alternativ til nærstyring. Lokalstyring foretas vanligvis i forbindelse med svikt i
kommunikasjonssystemet til driftssentralen, svikt i synkroniseringsutstyr eller ved svikt i driftssentralen.
• Fjernstyring oppnås når styringsfunksjonene fra kontrollrommene kan utføres fra driftssentraler langt fra anleggene. Ved fjernstyring kan én sentralisert driftssentral i prinsippet foreta all styring av funksjonene i den delen av kraftsystemet som er underlagt sentralen. Sentralen vil også ha oversikt over status i alle anlegg den har kontroll over.
Driftssentralene mottar kontinuerlig informasjon i form av overførte meldinger/målinger. Disse benyttes til å ta beslutninger for ledelse av driftsenheter og driftsgrupper rundt omkring i landet.
De viktigste oppgavene til kontrollsenteret på driftssentralen er å foreta overvåking av hva som
8 Etter at driftssentralene kom inn i norsk kraftforsyning på 80-tallet, med økende mulighet for fjernkontroll (flere funksjoner kan kontrolleres), er heldøgnkontinuerlig bemanning av kontrollrom sjeldent. De lokale
kontrollrommene fungerer i dag mest som en reservefunksjon for driftssentralene.
foregår i det underliggende systemet, ta vare på historiske data og stå for automatisk eller manuell kontroll av apparater på det enkelte fjernstyrte anlegg. På dataskjermer i
kontrollsenteret vises kraftsystemet grafisk som situasjonsbilder. Med utgangspunkt i disse situasjonsbildene kan så operatører sette i verk styringsordrer til apparater i systemet, for eksempel bryteroperasjoner i nettet eller regulering av aggregat.
4.4.2 Driftshierarkiet
Statnett har det overordnede ansvaret for systemdriftkoordinering i norsk kraftforsyning.
Landssentralen til Statnett har dette overordnede planleggings- og koordineringsansvaret, som innebærer å opprettholde momentanbalansen mellom produksjon og forbruk av kraft. For å få til dette må Landssentralen ha informasjon om status og feil fra de andre stasjonene og
driftssentralene i landet, for å kunne sammenstille produksjonsplaner, overvåke kraftflyt og kraftbalanse, godkjenne inn- og utkobling av anlegg o s v9.
Regionssentralene til Statnett har oversikt over sitt geografiske område, og står for de direkte fysiske driftsoppgaver som inn- og utkoblinger av stasjonene via fjernstyring, vedlikehold o l.
Statnett har tre regionssentraler, Sør, Midt og Nord. De enkelte regionssentralene i Statnett kan kun operere i sitt eget område, og ikke gjøre koblinger i andre regionssentralers områder. En regionssentral i Statnett kan dermed ikke drifte nettet i andre regionssentralers område uten videre.
Statkraft har fire regionssentraler og en overordnet ”landssentral” for sin virksomhet. Det legges på sikt opp til en informasjonsring mellom disse driftssentralene, og i motsetning til Statnetts sentraler kan disse med dette få tilgang til all informasjon og gjøre koblinger i de andre regionene. Statkrafts ”landssentral” sitter med det overordnede ansvaret for utførelsen av Statkrafts produksjonsapparat. Andre selskapers driftssentraler har tilsvarende drifts- og koblingsoppgaver for sin infrastruktur.
For at Statnetts landssentral skal kunne opprettholde produksjons- og forbruksbalansen, må alle virksomhetene i norsk kraftforsyning rapportere status til Statnett. Avhengig av geografisk lokalisering går rapporteringen til Landssentralen direkte (Sør) eller via regionsentralen i det aktuelle området (Midt og Nord). Slik sett finnes det et hierarki innenfor drift av nettet.
4.4.3 Informasjonsflyt og kommunikasjonsbehov i et bredere perspektiv
For å sikre en stabil strømforsyning, er det store mengder informasjon som skal utveksles.
Eksempler på dette er:
• Nettfrekvensen (for produksjonsregulering)
• Signaler for automatisk utløsing av ulike typer komponent- og systemvern
• Måledata fra det fysiske systemet
• Manuell styringsinformasjon fra driftssentraler til det fysiske systemets komponenter Også markedet har et informasjonsbehov som må dekkes med informasjon fra driftssiden. For å
9 Det er verdt å understreke at flere av systemoppgavene gjøres i fellesskap mellom Landssentralen og
regionssentralene. Dette gjelder bl a overvåkingen av kraftflyt og spenningsforhold, avbruddskoordinering, inn- og utkoblinger av anlegg, gjenoppbygging etter driftsforstyrrelse o l (28).
kunne prissette kraften riktig er opplysninger om tilbud (produksjon) og etterspørsel essensielt.
En pålitelig drift er tilsvarende avhengig av markedet, slik at tilbud og etterspørsel alltid er i balanse. Denne tette koplingen mellom markedet og driftsfunksjonen impliserer et betydelig behov for å utveksle informasjon mellom Landssentralen og Nord Pool (kraftbørsen).
Tidligere var det utplassert mye personell på anlegg som transformatorstasjoner, kraftverk og lignende. Med nyere driftssentralløsninger, samt dagens IT-systemer, er det mulig å styre de fleste anleggene direkte fra driftssentralen. IT benyttes til å styre ulike funksjoner i
kraftforsyningen og til å innhente ulike typer måledata fra systemene. I enkelte bedrifter kan driftspersonell også styre anlegg fra sine hjemmekontor ved hjelp av hjemme-PC med
modemtilknytning til driftssentralene (25). Denne ordningen blir mer og mer utbredt. Omtrent en tredjedel av bedriftene bruker hjemmebasert driftsvakt10. Dette foregår via enkle og allment aksepterte sikkerhetsløsninger.
Bedrifter i kraftbransjen har behov for å utveksle informasjon med en rekke aktører utenfor bransjen, se Figur 4.5. Behovet for ekstern kommunikasjon øker etterhvert som oppgaver innen IT og vedlikehold mer permanent settes bort til underleverandører. Det er heller ingenting i veien for at disse underleverandørene kan befinne seg i utlandet. I visse tilfeller vil leverandører ha behov for å kople seg opp mot kraftforsyningens systemer for å drifte systemene og utføre vedlikeholds- og oppgraderingsoppgaver. Eksempler på dette finnes allerede i dag.
Markeds- operatør Myndigheter
System- operatør
Leverandører
Nett- operatører Produksjon
Overføring
Fordeling Eget nett:
Offentlig nett inkl. Internett Privat
nett
Operativ drift Administrativ
Eksterne aktører:
Ansatte/
hjemmevakt
"Hjemme"-drift D&V
Figur 4.5 Informasjonsutveksling i kraftforsyningen
10 Fra BAS3-prosjektets spørreundersøkelse gjennomført mai 2000.
Det er også behov for kommunikasjon med myndighetene. Selv om dette ikke preger det daglige arbeidet, vil behovet for myndighetskontakt økes og intensiveres i kriser. Da må man prioritere kraftforsyning til kundegrupper og samfunnsfunksjoner på tvers av det enkelte selskaps
ansvarsområde, og man må gå utover de rene markedsmessige hensyn.
Interaksjonen mellom alle disse aktørene krever informasjonssystemer, som beskrevet i neste avsnitt.
4.4.4 Informasjonsinfrastruktur og –systemer
Informasjonsinfrastrukturen for drift av kraftforsyningen er satt sammen av ulike typer
datamaskiner i nettverk. Datanettverkene er basert på bransjespesifikke standarder og til dels på åpne standarder, og beskyttet med brannmurer ut mot verden. Kommunikasjon mellom
datanettet ved den enkelte driftssentralen og det enkelte anlegget går over kraftforsyningens egne teletjenester eller via teletjenester kjøpt i det offentlige telemarkedet, med f eks optisk fiber, radiolinje eller bærefrekvens på høyspentlinjene som bærer.
Komponentvern som beskytter anlegg i overføringsnettet mot kortslutninger, spenningsfall o l, inneholder i økende grad mikroprosessorer og kobles til datanettene. Dermed kan disse
fjernparametreres fra driftssentralene. Signalene følger samme infrastruktur som er nevnt ovenfor.
Ved de enkelte anleggene i kraftforsyningen finnes ulike typer instrumenter som står for måling, datainnsamling og kontrollfunksjoner på de enkelte elektriske apparatene. Disse instrumentene knyttes ofte til datanettverket på driftssentralen gjennom en såkalt RTU (Remote Terminal Unit), som er knyttet til en teletjeneste. RTUen fungerer som en dataportal for informasjonen mellom driftssentralen og alle instrumentene på det enkelte anlegg. Til RTUen er det videre i hierarkiet knyttet instrumentkontroller før en kommer frem til selve instrumentet som skal styres. Eksempel på instrumenter som kan fjernstyres er brytere og ulike typer vern. Det har blitt innført mye elektronikk for å håndtere feil i kraftforsyningen, noe som har gjort systemet stadig mer komplekst.
Funksjoner i driftssentralene er tradisjonelle Supervisory Control And Data Aquisition
(SCADA)- funksjoner og moderne Energy Management System (EMS)-funksjoner. SCADA- funksjonene omfatter f eks styring av effektbrytere, trinnoperasjoner på transformatorer og inn- og utkoplinger av kompensatorer. Det samles også inn data fra nettet som strøm, spenning, frekvens og energimålinger. Eksempler på EMS-funksjoner er lastflytberegninger, simulering av dynamiske tilstander og teknisk-økonomisk optimalisering. I hovedsak benyttes UNIX for EMS/SCADA-funksjonalitet, men også Microsoft–produkter er knyttet til for EDB-bruk.
Driftssentralene er etter krav fra NVE knyttet med dublert samband på underliggende stasjoner av sikkerhetsklasse 1 (2). Selv om man har dublert samband på viktige installasjoner, er det imidlertid et problem at sekundærforbindelsen ofte har lavere hastighet enn hovedforbindelsen, noe som kan hemme effektiviteten i driften dersom hovedsambandet faller ut.
Kommunikasjon til alle andre aktører enn de rent driftsrelaterte innen bransjen går via
teletjenester kjøpt i markedet.
4.5 Regulering og stabilitet
Vekselspenning har to sentrale parametre, spenning og frekvens. Kraftsystemet er dimensjonert og designet for spesielle spenningsnivåer (systemspenninger) og en frekvens på 50 Hz.
Parameterne kan i noen grad avvike fra normal verdi gjennom overføringssituasjonen i nettet til enhver tid, og kan også i tillegg til en viss grad påvirkes eksternt.
4.5.1 Frekvensregulering
Frekvensen er et mål på for den likevekten som må være i systemet, d v s hvor hurtig
generatorene i systemet roterer. Ved full likevekt i systemet skal frekvensen være 50 Hz, men i daglig drift tillates det at frekvensen varierer mellom 49,9 og 50,1 Hz11.
Det er i hovedsak to former for frekvensregulering:
• Primærregulering, som er en automatisk regulering som foretas av den enkelte generator i nettet. Hver enkelt generator forsøker kontinuerlig å endre sin frekvens til den ideelle verdien for systemet. Dette kompenserer for naturlige svingninger i forbruk.
• Sekundærregulering, som håndterer svingninger over lengre perioder. Denne forgår ved at generatorer startes, stoppes eller får nytt settpunkt (endret ytelse) etter ordre fra
systemoperatøren (Statnetts landssentral)12.
Ved feilsituasjoner med store momentane utfall av last eller produksjon kan nettfrekvensen endre seg kraftig. Dersom mye produksjonskapasitet faller fra slik at frekvensen synker under 49,9 Hz, finnes det tiltak og reserver som hindrer at nettet bryter sammen (Figur 4.6). Dette omfatter driftsforstyrrelsesreserver13, nødeffekt over HVDC likestrømsforbindelser mot
tilgrensende områder og ulike systemverntiltak. Systemvernet er et såkalt sistelinjeforsvar. Det viktigste systemverntiltaket er belastningsfrakobling (BFK), som automatisk kobler vekk last når frekvensen synker under gitte terskelverdier i området 49,0 – 47,0 Hz. Hvilken belastning som frakobles ved de ulike terskelverdiene er bestemt på forhånd. Totalt er det installert ca 6.000 MW BFK ved vinterlast.
Det norske kraftsystemet inneholder en rekke flaskehalser med snitt (to eller flere parallelle linjer) som utgjør begrensninger i overføringen. For å øke overføringskapasiteten i enkelte snitt er det lagt opp til automatisk frakobling av produksjon ved utfall av enkeltlinjer i snittet. Dette kalles produksjonsstyrt frakobling (PFK). For å unngå at et problem forplanter seg over større områder, er det noen steder etablert vern for automatisk nettsplitting.
11 Dette gjelder NORDEL-systemet, som er et felles kraftforsyningsområde som dekker Norge, Sverige, Finland og Sjælland i Danmark. For dette området, som kraftforsyningsmessig er nært sammenknyttet, er det laget et felles regelverk (5).
12 Produksjon og forbruk knyttet til flaskehalser i kraftsystemet gir normalt føringer for hvilke generatorer som blir benyttet ved sekundærregulering. Hvis ikke dette gjelder, vil regulerkraftmarkedet bestemme hvilke generatorer som skal brukes.
13 De hurtige reservene ligger inne som en margin i roterende generatorer, og er dermed tilgjengelige momentant.
Disse reservene skal til en hver tid være tilstrekkelig til at kraftsystemet tåler en feil som tilsvarer bortfall av den største blokken på et kjernekraftverk i drift (1.200 MW). Frekvensen skal med dette ikke synke under 49,5 Hz. Den langsomme reserven kan tilføres tidligst i løpet av 15 minutter.
Frekvensregulering Driftsforstyrrelse-
reserve Nødeffektinngrep
HVDC forbindelser
Lastbortkobling/
Systemvern f
(Hz)
50
47 48 49
Figur 4.6 Frekvensstyrte tiltak i NORDEL-systemet (5).
4.5.2 Stabilitet
Ved hardere utnyttelse av nettet melder det seg raskt begrensninger i mulighetene å overføre energi over enkelte linjer. Spesielt gjelder dette dersom en skal ta hensyn til at det kan oppstå utfall av last eller produksjon, og at en dermed må ha en viss ”reservekapasitet” tilgjengelig i nettet for å forebygge systemkollaps. Termiske begrensninger innebærer at temperaturen i elektriske komponenter ikke kan gå over et visst nivå, mens stabilitetsbegrensninger kan resultere i pendling mellom generatorene.
Stabilitet handler i første rekke om innbyrdes bevegelse (pendlinger) mellom de ulike generatorenes rotorer (bevegelig svingmasse). Kraftnettet som binder sammen de ulike generatorene fungerer som et fjærende system mellom disse. Ved større last- eller
produksjonsendringer eller kortslutninger i nettet, kan det oppstå bevegelse (svingninger) mellom generatorenes rotorer, avhengig av effektoverføringen i systemet og nettes evne til å dempe ut elektriske svingninger. Dermed kan en få effektpendlinger i kraftsystemet, med variasjoner i spenning, strømstyrke og effekt. En stor fare ved kraftige effektpendlinger er at kombinasjonen av høy strøm og lav spenning kan oppstå. Dette kan medføre at komponentvern som beskytter forbindelser i nettet oppfatter dette som en feil, og dermed løser ut. Utløsningene kan kaskadere gjennom nettet, og til slutt medføre sammenbrudd i kraftsystemet.
Alle former for stabilitetsforstyrrelse kan føre til sammenbrudd i kraftforsyningen. I
utgangspunktet er det termiske grenser som bestemmer hvor mye effekt som kan overføres over en forbindelse eller en samling med parallelle forbindelser i kraftnettet. Men med økende utnyttelse av nettet blir stabilitetsgrensene i økende grad dimensjonerende for hva som kan overføres. Den økte utnyttelsen av nettet, kombinert med nye produksjons- og
overføringsforhold som følge av dereguleringen, medfører at sikkerhetsmarginene reduseres og at stabilitetsproblemet vil øke i betydning. En regner med at det i dagens nett i Norge er en andel på ca 20% av forbindelser som er stabilitetsbegrenset, mens den øvrige andelen er termisk
begrenset.
4.5.3 Ny teknologi og effektivisering i nettet
Ved dimensjonering av snitt i kraftsystemet vil en i utgangspunktet legge opp til at utnyttelsen begrenses av termisk grenselast, det vil si hvilken fysisk last (strømstyrke) som forbindelsene tåler. Økt belastning vil gi økt varme i lederen, som igjen gjør at lederene strekkes. På et punkt vil lederen bli deformert. Varierende utnyttelse av den enkelte lederen vil også gi
spenningsvariasjoner, både som følge av rent resistivt tap og som følge av reaktive effekter.
De ulike snittene i det samlede nettet kan ha ledere med ulike spenningsnivå og ulike kapasiteter med hensyn til overføring av strøm. Her vil i utgangspunktet Kirchoffs og Ohms lover14
bestemme hvor mye strøm som skal gå i de enkelte lederne gjennom snittet. Dette fører til at det normalt er mulig å overføre mindre strøm gjennom snittet enn summen av kapasitet i hver tilgjengelig leder.
For å kunne øke kapasiteten i hvert snitt med minst mulig investeringer, er det flere mulige angrepsmåter. I første rekke kommer enkle tiltak som går på å øke termisk ytelse15. En annen kategori tiltak er å innføre elektroniske løsninger for å kontrollere effektflyt gjennom snitt på strategiske punkter i nettet. Denne typen teknologi kalles FACTS-teknologi (Flexible AC Transmission System). Det man egentlig får til gjennom anvendelse av denne typen teknologi er å ”omgå” de fysiske lovene ved elektronisk å kontrollere effektflyt. Dette gjør at en kan utnytte eksisterende nettinfrastruktur betydelig hardere enn i dag på en kostnadseffektiv måte. Det er imidlertid viktig å være klar over at anvendelsen av denne typen teknologi krever at det tas beslutninger sentralt, og at en er helt avhengig av informasjons- og kommunikasjonsteknologi for at effektiviseringsgevinsten skal være reell.
For ytterligere å øke utnyttelsen av nettinfrastrukturen kan en også utnytte denne hardere, det vil si å gå nærmere marginene for sammenbrudd. Dette er mulig gjennom en utnyttelse av det sentrale driftskonseptet. Her kan man gjennom anvendelse av ulike former for applikasjoner i driftssentralsystemet holde følge med systemets utvikling gjennom fjernmåling og fjernstyring av nettet. Når en driftsleder ser at deler av nettet når en uakseptabel grense, er det mulig raskt å gå inn og korrigere for dettet fordi en har god systemoversikt. Med økende utnyttelse får en også en økende kompleksitet. Dette krever igjen at den sentrale systemoperatøren har
beslutningsstøtteverktøyer som kan anvendes fortløpende under ulike typer situasjoner. Særlig ved større påkjenninger i nettet blir en mer og mer avhengig av slik beslutningsstøtte.
Utviklingen gjør kraftforsyningen mer avhengig av sentralisert informasjons- og kommunikasjonsteknologi.
4.6 Handelssystemet
4.6.1 Organiseringen av markedet
Figur 4.7 viser hvordan den fysiske infrastrukturen, d v s den rette linjen bestående av
14 Kirchoffs lover angir hvordan elektrisk energi flyter gjennom et nett. Ohms lov sier at strømmen gjennom en leder er proporsonal med spenningen over lederen.
15 Heving av spenningsnivå, endre ledningstversnitt o l.
produksjon, overføring og distribusjon, er koplet til handelssystemet og regulerende elementer.
Overføring og distribusjon er monopolvirksomhet (M), mens det er konkurranse (K) innen produksjon og forbruk.
Overføring
Produksjon Distribusjon
M M
K
Aktører - produksjon - nett - trading Bilaterale avtaler
Nord Pool - elspot - eltermin - elopsjon
Statnett - nettdrift - regulerkraft
NVE - regulering
Forbruk
K
Energi
Figur 4.7 Modell av handelssystemet
Figuren illustrerer hvordan aktører kan være koplet til systemets ulike tekniske delsystemer, og hvordan bilaterale avtaler er inngått mellom aktører innen produksjon og forbruk. En enkelt aktør kan være involvert på produksjons-, nett- eller tradingnivå (omsetning, kjøp og salg), eller på kombinasjoner av disse.
En aktør kan enten være konkurranseutsatt eller ha monopol. Det regnskapsmessige skillet mellom monopol- og konkurranseutsatt virksomhet er skarpt (10). I en slik sammenheng er det viktig å huske at de fleste netteiere i Norge i utgangspunktet driver en eller annen form for konkurranseutsatt virksomhet i tillegg til den monopolregulerte virksomheten. De fleste har kraftomsetning, og mange har en viss produksjonskapasitet (11). Vertikalt integrerte verk eier både lokale distribusjonsnett og kraftproduksjon. Slike verk er et typisk eksempel på virksomhet som er nødt til å ha regnskapsmessig skille mellom monopolvirksomheten (distribusjonsverket) og salgs- og produksjonsvirksomheten. Denne regelen er til for å hindre tilgodeseing av egen konkurranseutsatt virksomhet. De sist tilgjengelige tallene viser at totalt 163 verk driver både med konkurranseutsatt virksomhet og nettvirksomhet (13).
Den overordnede eierstrukturen i kraftforsyningsbransjen er som følger:
• Sentralnettet er i hovedsak eiet av Statnett SF (ca 80 %)16. Statnett SF har systemansvaret, og er ansvarlige både for den operasjonelle driften og at kapasiteten i nettet er tilstrekkelig og effektivt utnyttet.
• Distribusjonsverkene (regional- og distribusjonsnett) har som regel utspring fra de gamle lysverkene, og er i dag stort sett kommunalt- eller fylkeseid. Det pågår en omfattende
omstrukturering av eiersiden i distribusjonsverkene. Flere sammenslåinger i interkommunale
16 Det er ellers 40 ulike eiere som leier ut anlegg til sentralnettet (13).
og regionale virksomheter er igangsatt for å oppnå en kostnadsgevinst ved effektivisering av driften. Her er det sannsynlig med et større innslag av ikke-offentlig eierskap.
• Produksjonsverkene er i stor grad offentlig eid, med en offentlig andel av
produksjonskapasiteten på 87 % (30% Statkraft SF og 57 % kommunalt/fylkeskommunalt/
interkommunalt). De resterende 13 % tilhører private industriforetak, eksempelvis Norsk Hydro og Hafslund17 (12). Et kraftverk regnes som privat når offentlig eierandel går under 2/3. Konsesjonslovgivningen setter i dag klare begrensninger på privat eierskap i
produksjonsverkene i Norge. Når 2/3-grensen passeres, oppstår statens forkjøpsrett18 uansett om den private andel innehas av en eller flere eiere. Private konsesjoner rammes av
hjemfallsretten19.
• Salgsorganisasjonene opplever, som resten av kraftbransjen, sammenslåinger, oppkjøp og posisjonering med tanke på å hente ut en gevinst ved effektivisering og større kundemasser.
Eierskap krysser også landegrensene. Både produksjonsverk og distribusjonsverk har salgsorganisasjoner som driver konkurranseutsatt drift.
Av viktige aktører i bransjen kan spesielt kraftbørsen Nord Pool ASA nevnes. Den viktigste oppgaven til Nord Pool er å håndtere spotmarkedet på kraft, d v s den ikke avtalefestede krafthandelen. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) er regulerende myndighet innen kraftforsyningen. Deres oppgave er å tilrettelegge for sunn konkurranse innenfor de
konkurranseutsatte virksomhetene, samtidig som de skal passe på at monopolistenes adferd slik at de har en fornuftig samfunnsøkonomisk utvikling (monopolkontroll). NVE må gi konsesjon20 både for utnyttelse av vannressurser, fysiske konstruksjoner og handel, og får utarbeidet de direktivene man trenger.
Monopolistene (Statnett og distribusjonsverkene/nettselskapene) er underlagt inntektsregulering fra NVEs side. Det vil si at NVE hvert år bestemmer hvor mye de får lov å tjene basert på tidligere års kostnader. Denne kostnadsbasen vil inkludere de utgifter det er ”rimelig å forvente”
at en konkret netteier vil møte. Statlige pålegg som faller utenfor en slik ”rimelig forventning”
vil bli kompensert for ved en økning i inntektsrammene. NVE legger samtidig et prosentvis fastsatt effektiviseringskrav på nettselskapene, for å hindre sløsing med ressurser og ekstremt høy pris på nettleie. Inntektsrammene gir en avkastning21 på minimum 2% uavhengig av effektivitet, og kan økes opp til en maksimal avkastning på 15% når effektiviseringen har nådd
”optimalt” nivå.
4.6.2 Energiloven og monopolkontroll
1 januar 1991 trådte Energiloven i kraft og åpnet markedet (1). Denne omfatter både
produksjon, overføring, distribusjon og handel av energi. Loven har som mål å få kraftprisene til å bli et resultat av forholdet mellom tilbud og etterspørsel, og ikke basert på politiske
17 Norsk Hydro eier 2/3 av de private kraftverkene. Resten er hovedsakelig fordelt på Hafslund, Orkla, Norske Skog, Elkem og Arendals Fossekompani (12).
18 Dersom Staten ikke benytter forkjøpsretten oppstår etter visse vilkår fylkeskommunal forkjøpsrett.
19 Hjemfall trer i utgangspunktet i kraft etter 60 år for anlegg som ikke var i privat eie før konsesjonslovgivningen kom.
20 Konstruksjon og drift av nettanlegg over 1kV krever konsesjon i henhold til Energiloven. Det samme gjelder alternative energiformer som gass og vindmøller. For gass kreves i tillegg utslippstillatelse fra Statens
forurensningstilsyn. Utbygging av vannkraft krever konsesjon i henhold til Vassdragsloven.
21 Nettselskapets avkastning beregnes som driftsresultatet sett i forhold til avkastningsgrunnlaget (10).
vurderinger. Det vil si en overgang fra et sentralstyrt til et konkurranseutsatt marked. En annen viktig hensikt med liberaliseringen av kraftmarkedet var at kraftselskapene i større grad skulle legge til grunn økonomiske kriterier ved vurderinger av fremtidige utbygginger. Siden
forbrukerene etter 1990 fikk økt mulighet til å kjøpe kraften der den er billigst, gir dette en sterk motivasjon til produsentene om å legge større vekt på rasjonaliserings- og effektivitetstiltak, samt vurdering av lønnsomheten i de ulike prosjektene.
Liberaliseringen gjaldt kun produksjon og omsetning av kraft. Nettjenester i forbindelse med overføring og fordeling av kraft skulle fortsatt være monopoltjenester. Det ble likevel forutsatt at slike tjenester skulle være gjenstand for en monopolkontroll fra myndighetene, for å sikre effektiv ressursutnyttelse og lavere priser for forbrukerne.
Infrastruktur knyttet til nettjenester innen kraftforsyningen er etter Energiloven å anse som monopolvirksomhet. Dette har sammenheng med at det ikke vil være samfunnsøkonomisk lønnsomt å åpne for konkurranse innen denne sektoren, verken på overførings- eller på
fordelingssiden. Det vil eksempelvis ofte være lite hensiktsmessig å bygge parallelle kraftveier både av økonomiske og miljømessige hensyn. Hensynet til miljøet er en faktor som stadig tillegges større vekt. Ved å bruke monopolkontroll har det lokale fordelingsselskapet monopol på overføring til kundene i konsesjonsområdet, samtidig som de, på grunn av inntektsrammene, blir hindret i å sette priser ovenfor kundene som ikke er samfunnsøkonomisk optimale.
Hovedpoenget med dette er at det ikke skal være mulig å dytte unødvendige investeringsutgifter og andre kostnader over på kundene ved å endre overføringstariffene.
Nettinfrastruktur kjennetegnes ved å være et naturlig monopol. Det vil si at
gjennomsnittskostnadene ved produksjonen av godet er fallende innenfor et naturlig
produksjonsintervall. Kostnadene ved eldistribusjon vil i stor grad være faste kapitalkostnader som ikke varierer med overført kraftmengde, og en økning i overført kraftmengde reduserer dermed gjennomsnittskostnaden (kostnad/kWh).
I det norske kraftmarkedet finnes det et stort antall aktører som eier og disponerer infrastruktur innen overførings- og fordelingsnett, der antallet særlig er stort innen fordelingsnett. Totalt dreier det seg i dag om anslagsvis 217 større og mindre selskaper, derav 54 rene nettselskaper (13). De fleste av disse selskapene er offentlig eide kommersielle selskaper, som alle er styrt ut fra målet om økonomisk avkastning for eierne. Målsettingen til eierne, som spenner fra det offentlige (staten, fylker og kommuner ) til private industriselskaper og utenlandske
eierinteresser, kan dermed ofte føre til beslutninger som ikke er forenlig samfunnsøkonomiske hensyn. En eier av et naturlig monopol vil også ofte foreta disposisjoner som fører til høy egenavkastning, men likevel med lav effektivitet som fører til høy kostnad for brukerne.
Utviklingen i denne delen av markedet antas å gå mot et større privat mangfold på eiersiden. I en slik sammenheng er det behov for offentlig kontroll og regulering av denne typen naturlige monopoler. Dette er relativt komplisert, da det innebærer avveining mellom ulike mål og hensyn.
Utfordringen ved utøvelsen av monopolkontroll er å finne frem til en reguleringsmodell som ivaretar de overordnede samfunnsviktige mål, og som samtidig ivaretar alle ulikhetene ved de
enkelte monopolistene. Resultatet blir et kompromiss mellom de ulike interessene til monopolistene og de samfunnsøkonomiske målsettingene.
I perioden frem til 1997 har NVEs regulering av nettvirksomhet vært basert på kostnadsdekning og en viss grad av avkastning. Siden 1993 har denne avkastningen vært omfattet med
maksimumsgrenser. Likevel har det vist seg at monopolselskapene innen nettvirksomheten i perioden 1993 – 1997 har hatt en betydelig meravkastning som ikke uten videre kan tilskrives uforutsette inntektsøkninger.
Fra 1997 er det derfor innført en ny reguleringsform. Hovedprinsippene i denne er å:
• Legge til rette for kostnadseffektiv drift og vedlikehold av nettet
• Legge til rette for effektive nettutbygginger
• Legge til rette for at overføringstariffene fremmer en optimal utnyttelse av nettet
Dette innebærer en mer kompleks reguleringsmodell enn tidligere, med individuell vurdering av det enkelte nettselskap, der faktorer som geografi og bosettingsmønster inngår i vurderingen.
Effektivitet og derigjennom lavere kostnader for brukerne søkes oppnådd gjennom en
kombinasjon av bruk av incentiver og inntektsrammer overfor den enkelte netteier. En viktig faktor her er at kostnadsreduksjon og effektivisering er nødvendig for at det enkelte selskap skal kunne øke sin egen avkastning. Det blir dermed vanskeligere for nettselskapene å la brukerne betale for økninger i egen avkastning.
5 KRAFTFORSYNINGEN OG OMVERDENEN
5.1 Avhengigheten av kritisk kompetanse
Gjennom de senere års effektivisering har det blitt gjennomført en betydelig omstrukturering innenfor elektriker- og montørfagene i kraftforsyningsbransjen. Tidligere hadde hvert enkelt e- verk en solid stab med egne medarbeidere som både stod for nybygging og reparasjoner, men dette er nå radikalt forandret. I dag finnes det selskaper der hele montøravdelingen er satt bort til underleverandører, og det finnes ikke kvalifisert personell igjen som kan gjøre arbeid på
systemene. For å få gjort arbeidet må man da bestille tilbake den kompetansen man tidligere hadde direkte tilgang til. Den samme tendensen sees også for IT-personell. I mange konsern ser man tilsvarende at entreprenørvirksomheten samles i en uavhengig avdeling22. For å maksimere muligheten til effektivisering på nettsiden (i henhold til inntektsrammene og
monopolkontrollen) utvider man derfor i entreprenøravdelingen og kutter maksimalt på
driftssiden i nettavdelingen. Dette innebærer i første omgang en forflytning av personell mellom to adskilte selskaper, for at nettselskapet så må kjøpe en tjeneste tilbake fra
entreprenørselskapet. I utgangspunktet synes dette greit nok, men det medfører samtidig at vedlikeholdspersonell er mindre tilgjengelig og ikke har noen eksplisitt tilknytning til den konkrete nettdriften23. Personellet distanseres både faglig og geografisk fra de aktuelle, ofte
22 Dette kan man se hos de store kraftselskapene og hos kommunale/fylkeskommunale eiere.
23 Et eksempel på dette finner man hos Hafslund. Her har man etablert entreprenørvirksomheten som Hafslund Alfa med deler av det personellet man tidligere fant i nettavdelingen. Organisatorisk plasseres da
entreprenørvirksomheten i konsernet mellom morselskapet og de ulike AS-ene (deriblant nett). Denne avdelingen
